Динамика - темп - отбор
Cтраница 1
 |
Динамика удельной площади скважин девонских объектов. [1] |
Динамика темпа отбора от НИЗ повторяет динамику уровня добычи, но по объектам они отличаются. [2]
Представляют интерес обобщения по динамике темпов отбора нефти по отдельным группам объектов разработки Волго-Уральской НГП. [3]
На рис. 107 приведены данные о динамике темпов отбора от НИЗ. В целом они повторяют динамику добычи нефти. Различие заключается лишь в том, что на этом графике приведены абсолютные значения темпов. Однако эти цифры не отражают специфику разработки залежей нефти различной вязкости, а характеризуют лишь интенсивность разработки конкретных месторождений. [4]
Такая разница в разработке и эксплуатации месторождений обусловливает различные динамику темпов отбора газа и условия перехода месторождений на позднюю стадию. Если для большинства газоконденсатных месторождений падение во времени темпов отбора газа наблюдается задолго до поздней стадии ( при суммарных отборах всего 30 - 40 % от запасов), то для газовых свойственна стабильность вплоть до перехода а позднюю стадию. [5]
Чаще всего за главный критерий при выделении периодов разработки принимают динамику темпов отбора газа. Более полная классификация предложена в работе М. Л. Фиш, И. А. Леонтьева и Е. Н. Храменкова [101]: период нарастающей добычи, период стабилизации отборов, период падающей добычи, заключительный период эксплуатации. [6]
 |
Зависимость фактических темпов отбора нефти и жидкости от обводненности продукции. [7] |
Для подтверждения результатов проведенных расчетов о степени влияния геологической неоднородности на темпы отбора нефти и жидкости проведено сопоставление динамики темпов отбора нефти и жидкости по восемнадцати объектам разработки в зависимости от обводненности продукции. При анализе все объекты были разбиты на две группы с неоднородностью пластов 0 5 - 1 6 и выше. [8]
Для подтверждения результатов проведенных расчетов о степени влияния геологической неоднородности на темпы отбора нефти и жидкости проведено сопоставление динамики темпов отбора нефти и жидкости по восемнадцати объектам разработки в зависимости от обводненности продукции. Неоднородность пласта по исследуемым объектам менялась от 0 5 до 3 2i При анализе все объекты были разбиты на две группы с неоднородностью пластов 0 5 - 1 6 и выше. [9]
Естественно, на темпы роста обводненности оказывают влияние и другие геолого-технологические факторы, в том числе и рассредоточенное размещение добывающих и нагнетательных скважин по площади объектов, различие приемистости нагнетательных скважин и давлений закачки, динамика темпов отбора жидкости. [10]
Анализ состояния выработки запасов нефти начинают с изучения характера внедрения воды по отдельным пластам и участкам месторождения и построения карт остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин по состоянию на дату анализа. По динамике темпов отбора нефти от извлекаемых запасов и текущих коэффициентов нефтеотдачи определяют зоны с различной степенью охвата воздействием нагнетания агента и запасы нефти, содержащиеся в этих зонах, а также зоны, не охваченные воздействием; структуру запасов нефти по степени разбурен-ности месторождения. В результате определяют текущие коэффициенты охвата по объему обводненной части пластов, уточняют проектные физико-химические характеристики вытеснения нефти водой и коэффициенты текущей нефтеотдачи для обводненной части пласта по картам остаточных нефтенасыщенных толщин. [11]
В представленном анализе в качестве примера приведены, как наиболее характерные, семь объектов разработки по терри-генным пластам и семь объектов разработки по карбонатным пластам. На рис. 3.11 и 3.12 приведена динамика темпов отбора жидкости в зависимости от безразмерного объема прокачки жидкости для терригенных и карбонатных пластов соответственно. Из приведенных рисунков видно, что на первой стадии разработки отбор жидкости из всех залежей возрастает, на второй стадии - или остается постоянным, или несколько увеличивается. [12]
Сопоставим рассматриваемые площади по традиционным технологическим показателям разработки - коэффициенту нефтеизвлечения и водонефтяному фактору. На рис. 1 и 2 представлена динамика темпа отбора начальных балансовых запасов ( НБЗ) и водо-нефтяного фактора ( ВНФ) от коэффициента нефтеизвлечения. Видно, что площади довольно сильно отличаются как по динамике темпа отбора запасов, так и по динамике изменения ВНФ. Особенно отличается от других площадей динамика изменения этих показателей по Зай-Каратайской площади. [13]
 |
Возможные виды р / г-зависимостей.| Зависимости p / z - / [ (. для залежей 2 и 3 в III горизонте Анастаси-евско - Троицкого месторождения. [14] |
Па рис. 1.22 показаны возможные виды зависимости p / z f ( Q) при разработке газовых залежей, в том числе в случае водонапорного режима. В зависимости от геологической и гидрогеологической обстановки, а также от динамики темпа отбора флюидов из пласта приведенное давление p / z может монотонно снижаться, может также после снижения давления демонстрировать стабилизацию и даже рост. [15]
Страницы: 1 2